- •№ 1. Задачи, решаемые геофизическими методами исследования скважин, при поиске и разведке месторождений нефти и газа.
- •№ 2. Классификация геофизических методов исследования скважин.
- •№ 4. Удельное сопротивление горных пород и его зависимость от различных факторов: температуры, пористости, нефтегазоносности.
- •13. Поле точечного источника в однородной изотропной среде.
- •№14 . Боковое электрическое зондирование: его назначение, решаемые задачи. Типы кривых бокового электрического зондирования.
- •№ 9. Метод сопротивления заземления: физические основы, применяемые модификации (бк, мбк).
- •№ 11. Схема измерения трёхэлектродным экранированным зондом.
- •№ 13. Метод микрозондирования: физические основы, устройство скважинного прибора, решаемые задачи.
- •№ 14. Метод диэлектрической проницаемости: физические основы метода, принцип измерений в скважинах, область применения.
- •№ 15. Метод ядерно-магнитного резонанса: физические основы метода, аппаратура, решаемые задачи.
- •№ 16. Радиометрия скважин: классификация методов, специфические особенности и область применения.
- •№ 17. Виды радиоактивных излучений, основные процессы взаимодействия гамма-квантов с веществом.
- •№ 18. Гамма-метод: физические основы, принцип измерений в скважине, область применения.
- •№ 44,45,46,47,48. Гамма-гамма метод: физические основы, применяемые модификации, принцип измерения в скважинах, область применения.
- •№ 21. Нейтронные методы радиометрии скважин: физические основы, применяемые модификации, принцип измерения в скважине, область применения.
- •№ 22. Взаимодействие нейтронов с веществом. Нейтронные характеристики горных пород.
- •№ 34. Стационарные источники нейтронов.
- •№ 35. Нейтронный гамма-метод: физические основы, принцип измерения в скважине, область применения.
- •Дискриминатор.
- •№ 28. Импульсные нейтронные методы исследования скважин. Физические основы методов, проведение измерений в скважинах, область применения.
- •№ 29. Метод меченых атомов: применяемые модификации, физические основы, методика применения, область применения.
- •№ 30. Метод наведенной активности: физические основы, методика проведения, область применения.
- •№ 31. Акустические методы исследования скважины. Физические основы методов. Распространение упругих волн в скважине.
- •№ 32. Аппаратура акустики.
- •№ 73. Регистрация фазокорреляционных диаграмм и волновых картин при акустических исследованиях скважин.
- •№ 34. Метод естественного теплового поля: определение геотермического градиента; факторы, влияющие на величину геотермического градиента.
- •№ 35. Метод искусственного теплового поля и его использование для изучения разреза скважин.
- •№ 36. Геохимические методы исследования скважин: физические основы методов, решаемые задачи.
- •№ 37. Газометрия скважин: физические основы метода, технология проведения работ на скважине.
- •№ 38. Комплексные гис в процессе бурения. Станции гти.
- •39. Компонентный анализ при газометрии скважин. Принцип действия и устройство хроматографа.
- •№ 40. Скважинный электротермометр: устройство, электрическая схема.
- •№ 41. Каверномер: устройство, электрическая схема, изображение результатов исследования скважин.
- •№ 42. Инклинометр: устройство, электрическая схема, изображение результатов исследования скважин.
- •№ 43. Профилеметрия скважин: типы профилемеров, изображение результатов измерений, решаемые задачи.
- •№ 44. Литологическое расчленение разреза по данным гис.
- •№ 45. Выделение терригенных коллекторов в разрезе скважин.
- •№ 46. Проблемы изучения карбонатных коллекторов.
- •№ 47. Выделение трещиноватых коллекторов по материалам гис.
- •№ 48. Выделение продуктивных коллекторов в разрезе скважин методами промысловой геофизики.
- •№ 49. Определение глинистости коллекторов по данным методов гм и сп.
- •№ 50. Геофизические методы определения пористости горных пород.
- •Определение коэффициента пористости по данным акустического метода
- •№ 53. Вычисление коэффициента нефтегазонасыщения.
- •№ 54. Геофизические методы определения высоты подъема цемента и качества цементирования скважин: их сущность, достоинства и ограничения, истолкование результатов измерений.
- •№ 57. Геофизические методы исследования эксплуатационных скважин: их сущность и назначение.
- •№ 58. Использование данных промысловой геофизики для контроля за разработкой нефтяных и газовых месторождений.
- •№ 59. Контроль за изменением положения контактов газ-нефть-вода в эксплуатационных скважинах: физические основы и необходимые условия применения.
- •№ 60. Скважинные расходомеры и дебитомеры: назначение, устройство, применяемые типы.
- •№ 63. Методы определения состава флюида в стволе эксплуатационной скважины.
- •№ 64. Пластоиспытатели на кабеле: их устройство, решаемые задачи, интерпретация получаемых результатов.
- •№ 65. Отбор грунтов: принцип действия грунтоносов, устройство, технология проведения работ на скважине.
- •№ 66. Торпедирование скважин: назначение, конструкция торпеды.
№ 53. Вычисление коэффициента нефтегазонасыщения.
По удельному сопротивлению РП продуктивного коллектора получают коэффициент водонасыщения КВ пор, не устанавливая фазового состояния углеводородов, присутствующих в порах. Следовательно, в нефтенасыщенном коллекторе определяют коэффициент нефтенасыщения КН=1-КВ, в газонасыщенном — коэффициент газонасыщения КГ = 1 - КB, в нефтегазонасыщенном — коэффициент нефтегазонасыщения КНГ=1 — (при выражении значений всех коэффициентов в долях единицы).
Коэффициент водонасыщения КВ по величине РП определяют следующим образом.
1. Определяют РП исследуемого пласта по данным БЭЗ или индукционного метода.
2. Устанавливают КП пласта одним из рассмотренных выше способов; затем находят по корреляционной связи РП—КД соответствующее значение РП и с учетом РВ вычисляют РВД. Если скважина пересекла пласт в водонефтяной зоне и интервал пластового пересечения содержит полностью водонасыщенную часть, величину РВД определяют непосредственно по диаграммам БЭЗ или индукционного метода в этой части коллектора.
3. Рассчитывают РН по формуле.
4. По зависимости PH = f(KB) для данного класса коллектора, которую получают экспериментально в лаборатории на образцах данного коллектора, находят величину КВ, соответствующую значению РН.
5. Вычисляют параметры КН, КГ или КНГ (в зависимости от фазового состояния углеводородов) как 1- Кв
Существуют два способа получения зависимостей PH=f(kB). которые различаются способами моделирования КВ в исследуемом образце коллектора. В первом способе на каждом образце изменяют КВ в пределах от КВ= 100% до КВ MIN = КВ СВ.; далее получают для крайних (1 и КВ СВ. ) и двух-трех промежуточных значений КВ соответствующие им величины РН и составляют для каждого образца экспериментальный график PH=f(kB). Затем, получив множество зависимостей PH=f(kB) для индивидуальных образцов коллектора, группируют их по классам коллекторов и для каждого класса составляют усредненный график PH=f(kB) с характерным для этого класса значением п. Зависимости первого типа моделируют условия, близкие к условиям переходной зоны, и могут быть применены в первую очередь для определения КВ в коллекторах, расположенных в переходной зоне. Зависимости второго типа составляют на основе семейства графиков PH=f(kB) для различных классов коллекторов. Эти зависимости PН MAX=f(КВ СВ.) являются геометрическим местом точек, ограничивающих семейства графиков слева и имеющих координаты РН MAX и КВ СВ, характерные для данного класса коллекторов. Такие зависимости моделируют условия в зоне предельного насыщения нефтяной или газовой залежи и могут быть применены в первую очередь для определения КВ СВ. в коллекторах, расположенных в этой части залежи. Определить по РП коэффициент КВ можно в необсаженных скважинах, заполненных РВО, по данным БЭЗ и индукционного метода; в скважинах, обсаженных стеклопластиковыми трубами при заполнении их РВО или РНО, и в скважинах необсаженных, заполненных РНО, получить КВ можно только по диаграммам индукционного зонда. В настоящее время метод сопротивлений — основной метод ГИС, дающий информацию о параметрах КН, КГ, КНГ на стадии оперативной интерпретации данных ГИС в разведочных скважинах, законченных бурением, на стадии завершения разведки и подсчета запасов и, наконец, на стадии разработки месторождения в эксплуатационных необсаженных скважинах. Метод сопротивлений используют для определения КН, КГ, КНГ в межзерновых терригенных коллекторах — чистых и глинистых песчаниках и алевролитах, в карбонатных коллекторах с межзерновой или преимущественно межзерновой пористостью с КП ОБЩ.> 6—10%.
Определение коэффициента нефтегазонасыщения для слоистых глинистых терригенных коллекторов по данным методов сопротивлений и потенциалов собственной поляризации. Слоистый глинистый терригенный коллектор представлен чередованием тонких прослоев коллектора (продуктивного или водоносного) и глины. Удельное сопротивление продуктивного слоистого коллектора РП определяется из уравнения , где РНП РГЛ — удельное сопротивление нефте-газонасыщенного прослоя коллектора и глинистого прослоя; χГЛ — доля общей мощности слоистого коллектора, приходящаяся на глинистые прослои. Прослои коллекторов и глин в пачке глинистого продуктивного коллектора настолько малы по мощности, что выделяются они в лучшем случае только на диаграммах микроэлектрических методов (МБК и др.), которые не дают информации о неизмененной части коллектора. По диаграммам БЭЗ, особенно больших зондов (АО > 4 м), и индукционного метода удается определить лишь интегральное значение удельного сопротивления пачки рП.
И спользуя уравнение (VI.47), можно решить его относительно рНП с последующим определением кВ чистых продуктивных прослоев, если известен параметр χГЛ по методу СП; относительно χгл с последующим расчетом эффективной мощности пачки: , где hЭФ∑ — мощность всей пачки, если РНП известно по данным представительного керна. На практике чаще идут по второму пути, оба варианта которого связаны с комплексной интерпретацией диаграмм методов сопротивлений и СП. Величину РНП можно определить и графическим путем по палетке, представленной семейством расчетных графиков РП / РГЛ = f(χГЛ) для различных отношений РНП / РГЛ = const (рис. 111).Параметр χГЛ в слоистом глинистом коллекторе вычисляют путем решения уравнения (VI.48) относительно χГЛ. , где u=ρНП / ρЗП, , αСП — степень снижения статистической амплитуды в глинистой пачке по сравнению с ее значением в чистом коллекторе. Поскольку это уравнение трансцендентное, удобнее пользоваться комплектом палеток, включающих семейства расчетных графиков άсп=f(χГЛ) для различных отношений
Р НП/РГЛ = const и РНП/РЗП = сonst (рис. 111). Описанными способами получают параметр КВ и соответствующие ему значения КН, КГ или КНГ (в зависимости от фазового состояния углеводородов) в прослоях продуктивного коллектора глинистой пачки. Эти значения относятся, естественно, только к суммарной эффективной мощности hЭФ∑, и в формуле подсчета запасов для такого коллектора присутствует произведение КНhЭФ∑ или КГhЭФ∑. Иногда рассчитывают значения КВ и соответствующие ему величины КН, КГ или КНГ всей мощности пачки hП∑:kВ = kВhЭФΣ / hПΣ, kН=1-kВ=1-(1-kНГ)(hЭФΣ/hПΣ). Значение КН всегда будет меньше КНГ. При использовании КН, КГ или КНГ в формуле подсчета запасов применяют произведение КНhП∑ или КГhП∑ и т.д.